CARACTERIZACION GEOQUIMICA DE LOS RESERV

GEOGACETA, 46, 2009
Caracterización geoquímica del petróleo de los reservorios de la
Fm Napo del Cretácico (Ecuador) y su relación con las lutitas
intercaladas como roca generadora de hidrocarburos
Oil geochemical characterization in the Cretaceous Napo Formation reservoir (Ecuador) and its relationship with
the interbedded shales as hydrocarbon source rock
Jenny Estupiñán Letamendi
(1)
, Albert Permanyer
(2)
y Rafaela Marfil Pérez
(3)
Departamento de Ciencias de la Tierra, Facultad de Ciencias del Mar y Ambientales, Universidad de Cádiz, 11510 Cádiz, España.
jenny.estupinan@uca.es
Departamento de Geoquímica, Petrologia i Prospecció Geològica, Facultat de Geología, Universitat de Barcelona, 08028 Barcelona, España.
albert.permanyer@ub.edu
(3)
Departamento de Petrología y Geoquímica, Facultad de Geología, Universidad Complutense de Madrid, 28040 Madrid, España. marfil@geo.ucm.es
(1)
(2)
ABSTRACT
The Napo Formation from the Cretaceous age is located in the Oriente basin in Ecuador and is
composed of limestones, shales, and sandstones, the «U» and «T sandstones», which are the most important
reservoirs in the basin. The formation was deposited in fluvial, transitional and marine environments, and
their correlation with the sequence stratigraphy may be associated with the fluctuation of the eustatic sea
level. This work presents the analyses of the organic composition and the thermal maturity of the shales
interbedded in the sandstones reservoir. Furthermore, the geochemical characterization of oils from the
«U» and «T» reservoirs was preformed. The analyses were performed to establish the contribution of the
shale as a source rock in the generation of the hydrocarbons. The spatial trend of the TOC in the shales
varies from 1,78% in the Eden-10 well, located in the eastern part of the basin to 0,56% in Jivino-1 well
located in the center of the basin. The hydrogen index (IH) varies from 116 to 414 mg/g, and the thermal
maturity expressed as Tmax shows values of 445ºC. Oil studies show the relationship between tricyclic
terpanes (C20/C23) and trisnorhopane/trisnoneohopane (Ts/Tm) among others biomarkers. These data suggest
a marine origin and the thermal maturity is compatible with foundin thats the shale shows (reflectance
equivalent of 0,6% - 0,9%, deduced from the analyses of the regular steranes isomerization). The
interpretation of all the analyses suggests that the interbedded shales in the «U» and «T» sandstones could
have contributed to the source of the hydrocarbon oil in the Oriente basin.
Key words: Crude oil, hydrocarbon, organic geochemistry, source rock, Oriente Basin, Ecuador
Geogaceta, 46 (2009), 155-158
ISSN: 0213683X
Introducción
La Formación Napo se encuentra
ampliamente representada en la parte
oriental de la Cuenca Oriente de Ecuador (Fig.1). Está constituida por varias
unidades estratigráficas entre las que se
encuentran dos importantes depósitos de
areniscas denominadas «U» y «T». La
parte basal de cada unidad se caracteriza
por sistemas fluviales con influencia marina, y a la parte superior se le atribuyen
ambientes de baja energía de plataforma
marina somera. Los niveles de lutitas están asociados a periodos de máximas
inundaciones (Barragán et al., 2004).
Los intervalos de areniscas «U» y «T»
constituyen los reservorios principales
de hidrocarburos de la cuenca, mientras
que los intervalos arcillosos actúan
como rocas sello y como posibles rocas
generadoras. Los sondeos analizados alcanzan profundidades de hasta 3000 m y
las muestras de lutitas estudiadas se encuentran a profundidades entre 2300 y
3000 m (Fig.1), siendo sus espesores variables oscilando entre 5 y 25 m.
Los escasos estudios sobre la materia orgánica realizados en el Oriente de
Ecuador se centran en el intervalo de
lutitas de la Fm Napo Shale o lutitas
Napo Basal, considerado como principal
roca madre de hidrocarburos en la Cuenca Napo (Feininger, 1975; Baby et al.,
1998; Dashwood et al., 1990).
El objetivo de este trabajo es el estudio petrológico y geoquímico de la
materia orgánica de las lutitas intercaladas en las areniscas «U» y «T» y su
comparación con las características
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geoquímicas de los petróleos de la cuenca, con el fin de determinar su contribución como roca generadora de hidrocarburos en la formación Napo.
Marco geológico
La Cuenca Oriente pertenece a una
unidad morfo-estructural conocida como
parte superior de la Cuenca Amazónica.
Se encuentra limitada al oeste por la Cordillera de los Andes y al este por el escudo
Guayanés (Fig.1), con una extensión de
aproximadamente 100 km2. La cuenca
Oriente con dirección oeste-este es
asimétrica y presenta un moderado buzamiento hacia el oeste y el sur. El eje actual
de la cuenca está inmerso al sur-suroeste,
donde los espesores de los sedimentos alcanzan 1000 m (Canfield et al., 1982).
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J. Estupiñán Letamendi et al.
GEOGACETA, 46, 2009
Fig.2.- Distribución de las rocas
generadoras y
almacén de la
cuenca Oriente
(Beroiz, 1994).
Fig. 2.Distribution of the
source rocks and
reservoir in the
Oriente Basin
(Beroiz, 1994).
Fig.1.- Mapa de situación de los pozos estudiados en la cuenca
Oriente, Ecuador.
Fig. 1.- The Oriente Basin, showing location of wells and
cross section line used in this study.
La cuenca de Oriente presenta un
basamento de rocas cristalinas precámbricas del escudo Guayanés, sobre el
cual se depositaron sedimentos del
Paleozoico y del Mesozoico Inferior.
Los sedimentos del Mesozoico alcanzan
espesores de 400 a 2.500 m. Durante el
Cretácico se depositaron potentes series
de materiales de origen fluvial,
transicional y marino entre los que se encuentran las areniscas «U» y «T» que alternan con lutitas y calizas marinas pertenecientes a la secuencia de la Fm.
Napo (Fig.2), de edad Albiense inferior Maastrichtiense superior (Baldock,
1982) y ampliamente representada en la
cuenca Oriente. Los estudios
micropaleontológicos realizados en las
lutitas han puesto de manifiesto la presencia de nanofósiles y palinomorfos
(Jaillard, 1997).
Metodología
El estudio de la materia orgánica se
ha realizado a partir de 6 muestras de
lutitas procedentes de 5 sondeos productores de petróleos a diversas profundidades. Para ello se ha utilizado pirólisis
Rock Eval, microscopía electrónica de
barrido (MEB) y microscopía de fluorescencia. Para la caracterización de los petróleos se analizaron once muestras de
crudos, de las cuales siete corresponden a
la arenisca «U» y cuatro a la arenisca
«T». Los análisis se realizaron, previo
fraccionamiento por cromatografía líqui-
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da en hidrocarburos saturados y aromáticos, por cromatografía de gases (CG) y
cromatografía de gases-espectrometría de
masas (CG-MS).
Resultados y discusión
Los resultados obtenidos por pirólisis
Rock-Eval han puesto de manifiesto la
presencia de petróleo en alguna de las
muestras analizadas, provocando una interferencia en los resultados de pirólisis,
por lo que se procedió a su extracción y a
un nuevo análisis. Los contenidos en carbono orgánico (TOC) son relativamente
bajos, oscilando entre 0,56% y 1,78%. El
potencial petrolígeno (S2) varía de 0.8 a
3,98 mg/g roca y el Índice de Hidrógeno
entre 116 y 414 mg/g. Estos resultados
sugieren una poca capacidad generativa
de estos materiales, formados por materia
orgánica de tipo II-III. Las muestras procedentes de los pozos de Jivino-1 y
Limoncocha-9 muestran valores de Tmax
de 439ºC y 445ºC, correspondientes a la
ventana del petróleo.
El estudio mediante microscopía de
fluorescencia ha puesto de manifiesto la
presencia de numerosos restos de cutinitas
con buena ornamentación y parches de
bituminita, ambas con colores amarillos en
el rango de la catagénesis (Fig. 3). Restos
de esporas y pólenes son también frecuen-
tes y suelen estar acompañados por restos
orgánicos de difícil caracterización que
presentan débil fluorescencia de tonos
amarillos oscuros. La presencia de aceite
ya generado en la matriz órgano-mineral
se pone de manifiesto en fisuras y
microfisuras cuando la muestra se somete
durante varios minutos a radiación
ultravioleta. La presencia de bitumen se ha
puesto también de manifiesto en
microscopía electrónica de barrido, formando pequeños niveles con espesores de
10 a 15 µm. El bitumen aparece paralelo a
la laminación de las arcillas o bien en espacios ocluidos por los mismos minerales
arcillosos (Fig. 4). La alta proporción de
elementos fluorescentes (liptinitas) y la
ausencia de componentes de los grupos de
la vitrinita e inertita confirman que estas
rocas podrían ser generadoras de hidrocarburos. La ausencia de vitrinita en las arcillas ha impedido que se tengan valores de
reflectancia de vitrinita que indique el grado de madurez de las mismas. Los colores
de fluorescencia de las muestras que oscilan entre amarillo, amarillo dorado y localmente dorado, se corresponden con valores de reflectancia de alrededor de 0,7%.
Estos valores son compatibles con los valores de Tmax en muestras con escasa influencia de impregnación de hidrocarburos (Tmax 439º- 445ºC equivale a una
reflectancia de 0,9%) (Tabla I).
Geología aplicada
Caracterización geoquímica del petróleo de los reservorios de la Fm Napo del Cretácico (Ecuador)
GEOGACETA, 46, 2009
Geoquímica del petroleo
La evaluación geoquímica se realizó
en base a once muestras de petróleo procedentes de los reservorios productores
«U y T». La fracción de hidrocarburos
saturados para los crudos de Dumbique-1
(arenisca «U») y de Auca-4 (arenisca
«T») muestra una distribución de nalcanos, desde n-C14 hasta n-C32, con predominio de los alcanos n-C17 a n-C19 (Fig.
5A), y distribución de los isoprenoides
pristano y fitano similares. Estas características permiten inferir que los crudos
analizados en ambas areniscas son de origen transicional a marino. Asimismo, por
el predominio de n-alcanos livianos (< nC22), se puede considerar un mayor aporte de materia orgánica de origen marino
(Tissot y Welte, 1984).
Los esteranos regulares (C 27, C 28,
C 29) para los petróleos analizados representados en el diagrama triangular propuesto por Huang y Meinschein (1976,
1979) presentan una misma distribución
en todas las muestras, lo que denota un
ambiente de sedimentación de la roca
generadora común para los petróleos de
la arenisca «U» y «T» (Fig. 5B). De
acuerdo con el grado de isomerización
de los esteranos regulares, los petróleos
estudiados presentan una madurez de
grado medio, con valores equivalentes
de reflectancia de vitrinita de 0,6% a
0,9% (Fig. 6A) compatible con la que
presentan los niveles lutíticos (Ro de
0 ,7 % a 0,9 % ) . L a a b u n d a n c i a d e
diasteranos así como la alta relación
diasteranos/esteranos es característica
de rocas generadoras siliciclásticas
(Peters y Moldowan, 1993), como producto de la conversión de esteranos regulares en diasteranos durante la
diagénesis en sedimentos clásticos. Los
cromatogramas de masas de hidrocarburos triterpanos (m/z 191) se caracterizan por representar una buena distribución de hidrocarburos tricíclicos, con
un dominio claro de la relación C23/C24,
ausencia de C 24 tetracíclico, notable
presencia de C28 y C29 tricíclicos, y valores de Ts/Tm > 1. La serie de compuestos hopánicos está dominada por
C 30 hopano, presentando una disminución progresiva de los homohopanos
Fig. 3.- Componentes de las lutitas bajo el microscopio óptico de fluorescencia. (A) Algas
filamentosas y probables bituminites (B) matriz órgano mineral (C) cutinites.
Fig. 3.- Optical fluorescence microscope, showing the maturity of the mudstones. (A)
Filament weeds and probably bituminites. (B) Organic mineral matrix. (C) Cutinites.
Fig. 4.- Fotografías al MEB con aspectos de la microfábrica de las lutitas bituminosas; A y B)
Detalle de los niveles de bitumen que cortan las laminación paralelas de las arcillas.
Fig. 4.- Scanning electron micrographs showing different aspects of microfabric in the
argillaceous rocks; A and B) Detail of preferred particle orientation of the bitumen levels cutting
the parallel bedding plans.
desde C31 a C35 (Fig.6B). Todos los petróleos, presentan características similares, como puede observarse en los
cromatogramas (Figs. 5A, 6B). Las características relacionadas con los
biomarcadores corroboran que la materia orgánica que dio origen a estos crudos era de origen marino, y las variaciones menores en la distribución de los
mismos se pueden relacionar con ligeros cambios en el ambiente de sedimentación de la roca generadora.
Conclusiones
Los petróleos de los reservorios
«U» y «T», poseen características muy
comunes entre si, lo que determina una
procedencia a partir de roca generadora única. Esta roca se caracterizaría por
estar constituida por materia orgánica
de origen marino, sedimentada en un
ambiente siliciclástico, con predominio de materiales arcillosos. La materia orgánica de las lutitas intercaladas
en las areniscas «U» y «T» tiene un
grado de madurez en ventana de petróleo. La contribución de estos niveles
arcillosos a la generación del crudo en
la cuenca Oriente no puede ser descartada a la luz de los resultados obtenidos en el presente estudio. Sin embargo, la confirmación de los mismos debería pasar forzosamente por el estudio
comparativo de los niveles arcillosos
intercalados en las areniscas «T» y
Tabla I.- TOC y valores de análisis de
pirólisis Rock-Eval.
Table I.- TOC and the pyrolysis RockEval values.
Sociedad Geológica de España
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J. Estupiñán Letamendi et al.
GEOGACETA, 46, 2009
Fig. 6.- A) Cromatogramas
de masas de triterpanos (m/z
191) de los pozos Dumbique1 (arenisca «U») y Auca-4
(arenisca «T»). B) Diagrama
de los esteranos regulares
mostrando la madurez de los
petróleos de las dos areniscas.
Fig. 5.- A) Cromatogramas de gases (TIC)
de la fracción de hidrocarburos saturados nC15, de los pozos Dumbique-1 (arenisca «U»)
y Auca-4 (arenisca «T»). B) Diagrama triangular de los esteranos regulares de los petróleos de la arenisca «U» y «T», mostrando un
origen común de materia orgánica.
Fig. 5.- A) Gas chromatography (TIC) of the
hydrocarbon sutured fraction of n-C15, of
the Dumbique-1 well («U» sandstone) and
Auca-4 («T» sandstone). B) Triangular
diagram of the regular steranes of the oils
from «U» and «T» sandstones, showing the
common origin of the organic matter.
Fig. 6.- A). Mass
chromatograms of triterpanes
(m/z 191) of the Dumbique-1
well («U» sandstone) and
Auca-4 («T» sandstone). B)
Diagram of the regular
steranes showing the oil
maturity of the reservoir
sandstones.
Valdehita, D. Alfredo Fernandez, D.
Juan Luis Baldonado and D. Eugenio
Baldonado por su asistencia técnica en
varios análisis realizados para este trabajo.
Referencias
«U» con muestras procedentes de la
Fm Napo Shale, considerada como
principal roca generadora de los crudos de la cuenca Oriente.
Los resultados obtenidos, en cuanto
a la riqueza en materia orgánica y a su
grado de madurez, no permiten descartar
la contribución de los intervalos lutíticos
intercalados en las areniscas «U y T»,
como roca fuente secundaria en la generación de petróleo dentro de la cuenca
Oriente.
Agradecimientos
Este trabajo fue parcialmente financiado por los proyectos CCG07-UCM/
AMB 2299, Proyecto REN 02-11404-E/
MAR y Proyecto CGL2006-01861 Los
autores desean expresar su agradecimiento al Ing. Manuel Rivera Olaya de
Ecuador, jefe del área de exploración en
el bloque 15, Ecuador y al la Dirección
Nacional de Hidrocarburos (Ecuador)
por el permiso para publicar este artículo. Gracias también a Dª Mariam Barajas, D. Pedro Lozano, Dª Carmen
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